México definió los resultados de la segunda convocatoria para desarrolladores privados (Privados II), con la aprobación de seis proyectos solares por 649 MW de capacidad neta, que quedaron en manos de tres compañías: Cox, Ammper Generación y Viva el Sol.
Las autorizaciones, otorgadas por la Comisión Nacional de Energía (CNE), contemplan inversiones estimadas en 750 millones de dólares e incorporan sistemas de almacenamiento en baterías por 204 MW y aproximadamente 628 MWh, con entradas en operación previstas para 2028 y 2029.
Los resultados fueron aprobados durante la novena sesión extraordinaria del Comité Técnico de la CNE, celebrada el 5 de noviembre de 2026, y publicados al día siguiente en la plataforma Ventanilla Energía, tras un proceso que recibió 57 solicitudes de permisos de generación.
De ese universo, 31 proyectos cumplieron los requisitos iniciales, aunque únicamente seis acreditaron la totalidad de las condiciones técnicas y regulatorias exigidas para obtener la autorización, lo que representa el 10,5% de las solicitudes presentadas.
Según la documentación oficial de cada proyecto, las seis centrales suman 751,08 MWac de potencia fotovoltaica declarada en sus títulos de permiso, mientras que el Gobierno mexicano comunica 649 MW de capacidad neta autorizada para el conjunto de proyectos.
Las iniciativas tendrán una producción estimada de 1.881 GWh anuales y se distribuirán entre Aguascalientes, Jalisco, Guanajuato, Tlaxcala, Morelos y Coahuila, en línea con los requerimientos regionales de expansión del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
¿Qué empresas y proyectos ganaron en Privados II?
Cox se posiciona como la compañía con mayor cantidad de permisos aprobados, a través de Green Park Energy, que obtuvo tres autorizaciones para instalaciones fotovoltaicas en Aguascalientes, Jalisco y Guanajuato.
En conjunto, las centrales vinculadas a la compañía suman 422,80 MWac de potencia solar, acompañados por 113,83 MW de almacenamiento y 352,39 MWh de capacidad energética, según los documentos publicados por la CNE.
La primera iniciativa es FV Villa Juárez, ubicada en El Llano, Aguascalientes, que contempla una potencia fotovoltaica de 145,31 MWac y una producción anual estimada de 364,96 GWh.
El desarrollo incorporará baterías por 38,59 MW y 118,94 MWh, mientras que su programa de obras prevé comenzar la construcción el 30 de septiembre de 2027 y alcanzar la entrada en operación comercial, como máximo, el 30 de noviembre de 2029.
A esta instalación se suma FV Cuquío, localizada en Jalisco, cuya potencia de generación alcanzará los 120,71 MWac, con un sistema de almacenamiento de 31,09 MW y 96,23 MWh.
El proyecto tendrá una producción anual estimada de 298,72 GWh y comenzará su etapa constructiva el 30 de junio de 2027, con una fecha máxima de entrada en operación establecida para el 15 de diciembre de 2028.
El tercer desarrollo es FV San Diego de la Unión, en Guanajuato, que contará con 156,78 MWac fotovoltaicos, además de baterías de 44,15 MW y 137,22 MWh.
La central proyecta generar 378,80 GWh anuales y comparte el calendario de construcción y puesta en marcha de FV Cuquío, con inicio de obras en junio de 2027 y operación prevista, como máximo, para el 15 de diciembre de 2028.
Así, los tres proyectos asociados a Cox alcanzan una producción estimada de 1.042,48 GWh anuales, equivalente a aproximadamente el 55,4% de la energía que generarían las seis centrales seleccionadas.
Por otra parte, Ammper Generación obtuvo dos permisos para las centrales Antares y Arcturus Solar, ubicadas en Tlaxcala y Morelos, respectivamente.
Ambas instalaciones representan 316,28 MWac de potencia fotovoltaica, junto con 87,19 MW de almacenamiento y 267,89 MWh de capacidad energética.
Antares será la central de mayor potencia individual entre las seis autorizadas, con 185,60 MWac, y se ubicará en el municipio de Ixtacuixtla de Mariano Matamoros, Tlaxcala.
El proyecto incorporará baterías de 54 MW y 166,12 MWh y tendrá una generación estimada de 508,50 GWh anuales, convirtiéndose también en el desarrollo de mayor producción prevista dentro de Privados II.
De acuerdo con su título de permiso, las obras comenzarán el 28 de junio de 2027, con finalización prevista para abril de 2029 y una fecha máxima de entrada en operación del 15 de julio de 2029.
En tanto, Arcturus Solar, localizado en Yautepec, Morelos, contará con 130,68 MWac de generación solar y un sistema de almacenamiento de 33,19 MW y 101,77 MWh.
La central proyecta producir 297,37 GWh anuales y tendrá un calendario similar al de Antares, con inicio de construcción en junio de 2027 y operación comercial prevista, como máximo, para el 15 de julio de 2029.
De esta forma, Ammper reúne una producción anual estimada de 805,87 GWh, equivalente al 42,8% del total proyectado para las seis instalaciones.
Finalmente, Viva el Sol F1 obtuvo autorización para desarrollar Aurora I, una central fotovoltaica de 12 MWac localizada en Nadadores, Coahuila.
El emprendimiento incorporará baterías por 3,36 MW y 7,66 MWh, con una producción anual estimada de 32,44 GWh.
Aunque se trata del proyecto de menor escala, Aurora I será el primero en entrar en operación según los cronogramas aprobados, con construcción prevista desde enero de 2027 y fecha máxima de puesta en marcha del 1 de marzo de 2028.
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¿Dónde se concentrarán los 649 MW y cuándo comenzarán a operar?
Uno de los ejes centrales de la segunda convocatoria es la distribución territorial de la nueva capacidad, dado que los permisos están vinculados con las necesidades regionales de generación e interconexión definidas por la planeación eléctrica mexicana.
De acuerdo con la información oficial, la Gerencia de Control Regional Occidente concentra 350 MW netos, equivalentes a aproximadamente el 54% de la capacidad aprobada, mediante los tres proyectos de Green Park Energy vinculados a Cox.
En segundo lugar aparece la Gerencia Oriental, con 289 MW netos, que representa el 44,5% del total y reúne los proyectos Antares y Arcturus Solar, desarrollados por Ammper en Tlaxcala y Morelos.
La Gerencia Noreste, por su parte, incorpora 10 MW netos, equivalentes al 1,5% de la capacidad autorizada, correspondientes a Aurora I, de Viva el Sol, en Coahuila.
Esta distribución evidencia que el 98,5% de los MW netos aprobados se concentra en Occidente y Oriental, mientras que la incorporación correspondiente a Noreste es de menor escala.
La ubicación de las centrales responde al mecanismo de planeación vinculante impulsado por la Secretaría de Energía (SENER), que prioriza proyectos de generación e interconexión de acuerdo con los requerimientos identificados para el sistema eléctrico.
En términos de plazos, la cartera tendrá una incorporación escalonada durante los próximos años, con el 37% de la capacidad neta prevista para 2028 y el 63% restante para 2029, según las estimaciones oficiales.
Aurora I será la primera instalación programada, con entrada en operación en marzo de 2028. Posteriormente se prevé la incorporación de FV Cuquío y FV San Diego de la Unión, ambas con fecha máxima establecida para diciembre del mismo año.
Para 2029 quedarán Antares y Arcturus Solar, cuyos permisos fijan el 15 de julio como plazo máximo de puesta en marcha, mientras que FV Villa Juárez deberá comenzar a operar a más tardar el 30 de noviembre.
De concretarse los cronogramas autorizados, las seis centrales completarían su incorporación al mercado eléctrico antes de finalizar 2029, aunque la ejecución permanecerá sujeta al cumplimiento de las obligaciones técnicas, administrativas y financieras establecidas por la CNE.
Otro elemento determinante es el almacenamiento, dado que la segunda convocatoria exige que los proyectos renovables incorporen baterías con una potencia equivalente, como mínimo, al 30% de la capacidad de generación y una duración de al menos tres horas.
En el conjunto de las seis autorizaciones, los 204,38 MW de almacenamiento representan aproximadamente el 31,5% de los 649 MW netos comunicados por las autoridades, mientras que la capacidad energética total declarada alcanza los 627,94 MWh.
Los títulos de permiso de Antares, Arcturus Solar, FV Villa Juárez, FV Cuquío y FV San Diego de la Unión presentan relaciones entre capacidad energética y potencia de almacenamiento ligeramente superiores a tres horas.
Sin embargo, Aurora I declara 3,36 MW y 7,66 MWh, una relación nominal equivalente a aproximadamente 2,28 horas, por debajo de las tres horas establecidas como referencia general en la convocatoria. Esta diferencia requiere una aclaración técnica sobre las condiciones específicas de la autorización.
La integración de baterías constituye un componente de la planificación de las nuevas instalaciones, orientado a complementar la generación renovable y proporcionar flexibilidad operativa al sistema eléctrico.
Cabe recordar que en diciembre de 2025 México adjudicó alrededor de 3,3 GW renovables y 1,2 GW de almacenamiento mediante la primera convocatoria para desarrolladores privados, que contempló proyectos solares y eólicos de distintas compañías.
Como informó Energía Estratégica, aquella selección incluyó empresas como Sunstone Power, Dhamma Energy, Iberdrola, Elecnor y GEMEX, entre otras, con centrales acompañadas por sistemas de baterías.
Entre los proyectos autorizados entonces figuraron FV Tecozautla y El Toro, de Green Park Energy, compañía que en ese momento formaba parte de Iberdrola México y que ahora vuelve a obtener permisos bajo el grupo Cox, tras el cierre de la adquisición de los activos mexicanos de Iberdrola en abril de 2026.
Paralelamente, México mantiene en marcha un procedimiento diferente para proyectos renovables bajo esquemas de inversión mixta con la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
Como publicó previamente este medio, la segunda convocatoria mixta registró una preselección de 66 proyectos por 8.241 MW, distribuidos entre 57 iniciativas solares por 6.310 MW y nueve parques eólicos por 1.931 MW, con la participación de 34 grupos empresariales.
A diferencia de ese mecanismo, Privados II contempla proyectos desarrollados por particulares, con permisos de generación para el Mercado Eléctrico Mayorista y obligaciones específicas de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional.
En cuanto a los próximos pasos, los seis títulos otorgados por la CNE tienen una vigencia de 25 años y exigen que las compañías acrediten sus esquemas de financiamiento dentro de los ocho meses posteriores a la notificación de los permisos.
También deberán presentar las autorizaciones definitivas de impacto ambiental y social en un plazo máximo de seis meses, salvo las excepciones vinculadas con procesos de consulta previa, libre e informada, así como cumplir con las garantías correspondientes a las obras de interconexión y refuerzo ante el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).
La documentación establece, además, que los permisos no podrán cederse antes de la entrada en operación comercial de las centrales y que el incumplimiento de los compromisos regulatorios o de los plazos de ejecución puede dar lugar a su revocación.
Los títulos señalan que no se justificará una fecha de entrada en operación comercial posterior al primer semestre de 2030, lo que fija un límite temporal para el cumplimiento de los programas de inversión y construcción.
De esta manera, la autorización de 649 MW netos de capacidad solar y 204 MW de almacenamiento representa una nueva etapa de incorporación de proyectos privados al sistema eléctrico mexicano, con Cox, Ammper y Viva el Sol como titulares de una cartera que deberá concretar su construcción y puesta en marcha entre 2028 y 2029.
Por Energía Estratégica
Por Emilia Lardizabal
Por Ailén Pedrotti
